尹鵬飛

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠?！?19050)

?

國產600MW超臨界燃煤發(fā)電機組“近零排放”改造

尹鵬飛

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠海519050)

摘要:為實現(xiàn)機組污染物“近零排放”的目標，廣東珠海金灣發(fā)電有限公司#3，#4機組進行了環(huán)保改造。介紹了脫硫系統(tǒng)擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一等改造內容，改造后的性能測試結果表明，煙塵、SO2、NOx排放質量濃度優(yōu)于燃氣機組排放標準，實現(xiàn)了“近零排放”的目標。

關鍵詞:近零排放;煙塵; SO2; NOx;濕式電除塵器;脫硫;脫硝;省煤器分級

0　引言

近年來隨著火電裝機容量不斷增長，排放污染物的總量增加對大氣環(huán)境造成了很大壓力，國家新頒布的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》對重點控制地區(qū)的燃煤機組污染物排放要求大幅提高:煙塵質量濃度≤20 mg/m3，SO2質量濃度≤50 mg/m3，NOx質量濃度≤100 mg/m3，汞及其化合物質量濃度≤0.03 mg/m3［1］。目前，珠三角及長三角等地區(qū)先后提出“近零排放”要求，達到目前燃氣輪機排放限值，即煙塵質量濃度≤5 mg/m3，SO2質量濃度≤35 mg/m3，NOx質量濃度≤50 mg/m3。這對地處污染物重點控制的珠三角地區(qū)并以火力發(fā)電廠為主業(yè)的粵電集團，產生了巨大的影響。

2014年3月，廣東省發(fā)改委批復同意廣東珠海金灣發(fā)電有限公司#3機組為廣東省燃煤發(fā)電機組煙氣污染物“近零排放”示范項目。2014年6月，國家能源局批復同意金灣發(fā)電有限公司#3機組為2014年煤電機組環(huán)保改造示范項目。在此背景之下，金灣發(fā)電有限公司開展了機組污染物“近零排放”專項改造。

1　工程概況

金灣發(fā)電有限公司#3，#4機組的2×600 MW鍋爐是上海鍋爐廠有限公司在引進ALSTOM美國公司超臨界鍋爐技術的基礎上，結合自身技術生產的SG－1913/25.4型超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、全鋼架懸吊結構、Π型露天布置、固態(tài)排渣。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNCFS)，煤粉燃燒器為四角布置、切向燃燒、擺動式燃燒器。設計煤種為神府東勝煤，校核煤種為晉北煙煤，煤種參數(shù)見表1。

表1　鍋爐設計煤種及校核煤種參數(shù)

2　技術方案

燃煤發(fā)電廠的“近零排放”是指煙塵、SiO2及NOx排放質量濃度達到或低于燃氣輪機組的現(xiàn)行排放限值，即煙塵質量濃度≤5 mg/m3，SiO2質量濃度≤35 mg/m3，NOx質量濃度≤50 mg/m3?，F(xiàn)有的“近零排放”技術多種多樣，本文旨在介紹目前在國內600 MW機組成功實施并穩(wěn)定運行的一種改造方案。金灣發(fā)電有限公司#3，#4機組的“近零排放”項目主要改造內容包括:脫硫系統(tǒng)擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一改造。改造示意圖如圖1所示。

圖1　金灣發(fā)電有限公司“近零排放”改造示意

2.1煙塵“近零排放”改造

2.1.1技術方案

該項目濕式電除塵器的陽極板和陰極線選用316L不銹鋼材質，采用連續(xù)水膜噴淋系統(tǒng)，內部進行防腐設計，具有很高的可靠性。濕式電除塵器布置在爐后，上游為石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)，下游為脫硫系統(tǒng)煙氣換熱器(GGH)的進口。每臺鍋爐配2臺單室一電場除塵器，為濕式、臥式、板式。濕式電除塵器設計參數(shù)見表2(表中，BMCR工況為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量工況)。

表2　濕式電除塵器設計參數(shù)

2.1.2濕式電除塵系統(tǒng)簡介

放電極在直流高壓電的作用下，將其周圍氣體分子電離為電子和正離子，電子與粉塵或霧滴粒子發(fā)生碰撞使其表面荷電，荷電粒子在電場力的作用下向集塵極運動，水流從集塵板頂端流下，形成一層均勻穩(wěn)定的水膜將其帶走;同時，噴到極板通道中的水霧既能捕獲細微煙塵又能降低電阻率，利于微塵向極板移動。因此，濕式電除塵器與干式電除塵器的除塵原理基本相同，可分為4個階段:氣體的電離、粉塵獲得離子而荷電、荷電粉塵向電極移動、將電極上的粉塵清除。與振打清灰不同的是，濕式電除塵器采用液體沖洗集塵板表面來進行清灰。

煙氣從脫硫吸收塔出口進入濕式靜電除塵器，放電極形成的電暈場使氣體電離，粉塵、霧滴粒子等獲得電子而荷電，在電場力、荷電水霧的碰撞攔截、吸附凝并共同作用下，荷電粒子被捕集到集塵極上，通過噴嘴噴水在集塵極上形成連續(xù)的水膜，將捕集的粉塵沖洗到灰斗中隨水排出。煙氣在濕式靜電除塵器內除塵凈化，經煙道接入回轉式GGH，再經煙道進入煙囪后排入大氣。所有暴露在溫度低于露點的煙氣中的煙道、內部構件、分流板/導流板、濕式靜電除塵器殼本體內壁(如進出口煙箱、殼體、灰斗及底梁、絕緣子室、頂蓋、柱間支撐等)等應襯以玻璃鱗片樹脂進行保護。濕式電除塵器內的部件，如陽極板、陰極線及框架、噴嘴、內部配管、定位梁等，采用316L不銹鋼。

沖洗前部集塵板的水流到排水箱中，沖洗后部集塵板的水流到循環(huán)水箱中。排水箱中一部分水外排至除塵廢水處理裝置，處理后用作脫硫系統(tǒng)第1級除霧器沖洗水;另外一部分水溢流到循環(huán)水箱中，可再次用于沖洗集塵板。用工業(yè)用水沖洗末端集塵板，通過控制補給水量和外排水量，保證整個水系統(tǒng)水量達到平衡。定期進行除塵器內部整體清洗和進口氣流均布板的清洗。循環(huán)水箱、排水箱中需要分別加入NaOH溶液來調整pH值。進口霧滴的pH值為2～5，進入排水箱廢水的pH值為2～5，為保證循環(huán)利用和達標排放，配置了堿儲罐和加堿裝置，同時向循環(huán)水箱和排水箱添加NaOH溶液。排水箱中的水經過中和處理后，通過排水泵輸送至除塵廢水處理裝置;循環(huán)水箱的水經過中和處理后，作為濕式電除塵器的噴淋水循環(huán)使用。濕式電除塵系統(tǒng)工作流程如圖2所示。

2.1.3濕式電除塵系統(tǒng)安裝注意事項

為保證濕式電除塵系統(tǒng)正常、穩(wěn)定運行，在安裝過程中需要注意以下事項。

(1)極板、陰極大框架及小框架需要在現(xiàn)場進行拼裝、焊接，并滿足形位公差要求。

(2)考慮玻璃鱗片等防腐層完成后，鋼結構表面不能再進行焊接、加熱等，涂裝前需要完成全部輔助結構的處理，修割、打磨等需及時進行。

圖2　濕式電除塵系統(tǒng)工作流程圖

(3)調整相鄰的框架管間距，并檢查各層的框架管直線度和間距，保證相鄰的框架管中心偏差在±3 mm范圍內。

(4)陰、陽極間距按照JB/T 5910—2013《電除塵器》和濕式電除塵設備廠家要求進行調整，該項目陰、陽極間距偏差在±5 mm范圍內。

(5)對每個陰、陽極通道進行檢查清理:陰極針刺上掛的雜物一定要清理干凈;大梁、墻板上焊接的臨時固定裝置和臨時支架全部切割干凈，用角磨機打磨光滑;灰斗內雜物清理干凈。

2.1.4濕式電除塵的技術特點

(1)能提供較高的電暈功率，適用于脫除細微粉塵和SO3酸性氣溶膠。

(2)除塵效率不受粉塵性質的影響，能有效收集黏性大或比電阻高的粉塵。

(3)因為取消了振打裝置，能有效避免因為振打清灰產生的二次揚塵，適合于出口粉塵要求特別低的場所。

(4)利用噴水對集塵板進行清洗，可使放電極和集塵板始終保持清潔，電極上無粉塵堆積，有效避免了反電暈。

(5)無運動部件，可靠性高，大大降低了運行維護的工程量。

(6)設備本體結構小，占地面積小，設備布置可以更緊湊，可與其他煙氣治理設備相互結合，進行多樣化設計。

(7) 205℃以下時，煙氣中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，其顆粒平均直徑在0.4 μm以下，屬于亞微米顆粒。濕式靜電除塵器對亞微米顆粒的捕獲率高，所以對SO3的微液滴有很高的脫除率。

(8)脫硫系統(tǒng)運行過程中，存在凈煙氣側石膏漿液堵塞GGH問題，脫硫系統(tǒng)石膏漿液攜帶嚴重，除霧器對微細粉塵去除效果會因為結垢而變差，GGH每次檢修均需進行化學浸泡和高壓水清洗，即使為脫硫系統(tǒng)增設管式除霧器，也不能從根本上解決GGH堵塞問題。濕式靜電除塵器能夠有效去除煙氣中的粉塵和石膏，因此能夠有效解決GGH堵塞問題，增強脫硫系統(tǒng)的可靠性。

(9)濕式電除塵系統(tǒng)除塵效率高，可協(xié)同高效脫除SO3、汞，對煤種和負荷的適應性較強，雙通道布置方式可提高系統(tǒng)的可靠性。

2.1.5性能測試結果

工程設計人員應仔細勘查現(xiàn)場，優(yōu)化設計，分析計算挖河、廢棄土和堤防加固的土方工程量，并進行土方平衡計算。如果局部河段的開挖土方量不能滿足該河段堤防加固所需土方量，則通過對調土方案和就地取土方案進行比選，分析不同河段土方調配平衡，選擇技術經濟合理的方案。

金灣發(fā)電有限公司完成新增濕式電除塵系統(tǒng)改造之后，由廣東省電力科學研究院進行性能測試驗收，測試結果表明:粉塵排放質量濃度穩(wěn)定小于5 mg/m3，且能有效脫除脫硫脫硝尾部煙氣中夾帶的霧滴、PM2.5、SO3氣溶膠等復合污染物，實現(xiàn)機組的“近零排放”。性能測試結果見表3。

表3　濕式電除塵系統(tǒng)性能測試數(shù)據(jù)

2.2NOx“近零排放”改造

2.2.1脫硝系統(tǒng)設計原則

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組于2013年完成脫硝系統(tǒng)的改造，系統(tǒng)設計原則如下。

(1)脫硝機組規(guī)模為2×600 MW，安裝2套處理100％煙氣量的脫硝裝置。

(2)脫硝工藝按選擇性催化還原(SCR)法設計。

(3)脫硝系統(tǒng)入口NOx質量濃度按350 mg/m3考慮，設計脫硝效率≥80％。

(4)脫硝裝置不設煙氣旁路。

(6)脫硝過程中不帶來新的環(huán)境污染。

(7)脫硝工程設備采購按關鍵設備進口、大部分設備國內配套的方式實施。主要設備通過招投標擇優(yōu)選用。

(8)脫硝設備年利用小時數(shù)為5500。

(9)裝置設計壽命＞25年。

(10)系統(tǒng)可用率≥98％。

2.2.2脫硝系統(tǒng)投運后存在的問題

脫硝系統(tǒng)SCR裝置中的NOx反應催化劑采用日本BHK公司產品，煙氣脫硝過程中會使鍋爐煙氣中的SO2轉化為SO3，并與氨反應生成硫酸銨和硫酸氫銨。液態(tài)的硫酸氫銨黏性很強，會黏附煙氣中的飛灰，造成脫硝裝置中的催化劑及其后部的鍋爐空氣預熱器堵塞，增大催化劑壓降或造成催化劑失效，導致脫硝裝置失效，甚至因為空氣預熱器堵塞導致機組不能正常運行。催化劑的運行受到最低連續(xù)運行溫度(MOT) (確?；钚?、最低可噴氨溫度(MIT) (緩慢失活，但最低連續(xù)運行溫度條件下可恢復活性)、硫酸氫銨析出溫度(急速失活，不可逆轉)等條件的限制，并且規(guī)定了“控制反應器入口煙氣溫度高于324℃開始噴氨，連續(xù)8 h入口煙氣溫度低于314℃則停止噴氨”的運行限制條件。由于金灣發(fā)電有限公司的鍋爐設計效率較高(可達94.5％)，因而省煤器出口的煙氣溫度偏低，導致脫硝系統(tǒng)的運行負荷限制在420(對應省煤器出口煙氣溫度為314℃)～600 MW。當機組低負荷運行時，省煤器出口煙氣溫度會低于下限值，無法滿足脫硝裝置的投運溫度要求。

2.2.3全負荷脫硝和提升效率改造

為了機組能夠實現(xiàn)全負荷脫硝并進一步降低NOx的排放質量濃度，對鍋爐進行省煤器分級改造和提升脫硝效率改造，主要技術方案如下。

(1)將舊省煤器拆除一部分，減少省煤器吸熱，提高SCR入口的煙氣溫度;同時，為保證鍋爐效率，在SCR后部安裝部分省煤器，吸收煙氣中的余熱，保證鍋爐排煙溫度不高于改造前。

(2)提高SCR入口的煙氣溫度，以保證脫硝裝置能投入，在機組250 MW負荷工況下，進入脫硝設備的煙氣溫度高于310℃，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下煙溫不超過400℃。

(3)機組額定工況下過熱蒸汽參數(shù)、再熱蒸汽參數(shù)、鍋爐效率均不低于改造前，排煙溫度不高于改造前，系統(tǒng)能適應鍋爐的啟動、停機及負荷變動。省煤器分級改造布置如圖3所示。

圖3　省煤器分級改造示意

(4)為了實現(xiàn)NOx的近零排放，在進行省煤器分級改造的同時，進行脫硝系統(tǒng)加裝催化劑的改造。在原有2層催化劑的基礎上，再加裝1層板式催化劑，脫硝效率由原來的80％提升至87％以上。

經過上述改造，機組可以保證煙氣中NOx的排放質量濃度穩(wěn)定小于50 mg/m3，脫硝系統(tǒng)實現(xiàn)“全負荷脫硝”和“近零排放”。

2.2.4脫硝系統(tǒng)性能測試結果

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組完成省煤器分級改造和提升脫硝效率改造之后，由西安熱工研究院有限公司完成性能測試驗收，試驗結果表明，可以保證煙氣中NOx的排放質量濃度穩(wěn)定小于50 mg/m3，詳細性能測試數(shù)據(jù)見表4。

表4　脫硝系統(tǒng)性能測試數(shù)據(jù)

2.3SO2“近零排放”改造

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組脫硫系統(tǒng)原設計燃煤含硫量為0.63％(FGD入口SO2質量濃度為1354mg/m3)，校核燃煤含硫量為0.80％(FGD入口SO2質量濃度為1 808 mg/m3)，脫硫效率不小于90％。由于煤炭市場供應的不確定性，實際燃用煤種含硫量與設計煤種存在一定的偏差;同時，隨著最新大氣污染物排放標準及“近零排放”要求的實施，對原脫硫系統(tǒng)進行擴容升級改造。改造設計FGD入口煙氣參數(shù)見表5。

2.3.1脫硫系統(tǒng)擴容改造技術方案

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組的脫硫系統(tǒng)改造后仍然采用石灰石－石膏濕法脫硫工藝系統(tǒng)，主要包括煙氣系統(tǒng)、石灰石漿液制備系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、事故漿液系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)及儀用壓縮空氣系統(tǒng)等，主要改造技術方案如下。

表5　改造設計FGD入口煙氣參數(shù)

(1)吸收塔漿池由1472 m3增大至3126 m3，液位由8 m增加到17 m，吸收塔分兩段抬升，底部抬升9.0 m，在第3層噴淋層上部抬升4.6 m，吸收塔高度由27.4 m增加至41.0 m。在第3層噴淋層與除霧器之間增加2層噴淋層。更換全部兩級屋脊式除霧器，增加一級管式除霧器。

(2)原有3臺漿液循環(huán)泵保留下面的2臺，更換1臺漿液循環(huán)泵，新增2臺漿液循環(huán)泵，每臺機組共5臺漿液循環(huán)泵。循環(huán)泵按照單元制設置，每臺循環(huán)泵對應一層噴淋層。

(3)原系統(tǒng)設計每個吸收塔配置2臺羅茨式氧化風機，1用1備。改造后氧化風機采用多級離心式風機，每臺機組1用1備配置。氧化風機壓力不小于110 kPa，風量不小于11 000 m3/h，氧化風利用率不大于30％。

(4)新增石灰石漿液制備系統(tǒng)采用外購石灰石粉的方式制漿。新增1座石灰石粉倉，新增1臺石灰石漿液箱，石灰石漿液箱設置2臺石灰石供漿泵，1用1備。石灰石粉倉的容積滿足改造后2臺機組BMCR工況下3d的石灰石粉耗量，石灰石漿液箱的容積滿足改造后2臺機組BMCR工況下4 h的石灰石漿液耗量。

(5)更換#3，#4機組的2臺真空脫水皮帶機及配套的真空泵、濾布沖洗水泵、濾布沖洗水箱，更換#3，#4機組的2臺石膏漿液旋流器。

(6)吸收塔漿池加大之后，原有的攪拌器不滿足要求，每臺機組吸收塔更換全部4臺攪拌器。

(7)改造后引風機及增壓風機合并，取消增壓風機及脫硫煙氣旁路，需要拆除增壓風機及附屬煙道，原煙氣旁路與煙囪之間要有明顯的斷口。

(8)改造GGH密封系統(tǒng)，保證GGH漏風率小于0.7％。

(9)新增1座3000 m3的事故漿液箱，配備2臺事故漿液返回泵，1用1備。

2.3.2脫硫系統(tǒng)性能測試結果

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組完成脫硫系統(tǒng)的升級改造之后，由廣東電網公司電力科學研究院完成性能測試驗收。測試結果表明:可以保證煙氣中SO2的排放質量濃度穩(wěn)定小于35 mg/m3，脫硫系統(tǒng)實現(xiàn)“近零排放”。性能測試數(shù)據(jù)見表6。

表6　脫硫系統(tǒng)性能測試數(shù)據(jù)

3　結束語

燃煤發(fā)電廠煙氣污染物的“近零排放”技術，能夠對傳統(tǒng)意義上的SO2、NOx、煙塵進行脫除，還能夠對PM2.5、重金屬等進行有效脫除。金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機組經過脫硫系統(tǒng)擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一改造之后，實現(xiàn)了大容量燃煤機組煙塵、SO2、NOx排放指標優(yōu)于燃氣機組排放標準的“近零排放”目標，為燃煤機組開辟了一條綠色發(fā)展道路。

參考文獻:

［1］火電廠大氣污染物排放標準: GB13223—2011［S］.

(本文責編:劉芳)

尹鵬飛(1982—)，男，山東濰坊人，工程師，從事電廠環(huán)保系統(tǒng)的管理工作(E-mail: yinpengfei@ gdyd.com)。

作者簡介:

收稿日期:2015－07－31;修回日期:2015－10－26

中圖分類號:X 701

文獻標志碼:B

文章編號:1674－1951(2016)01－0054－05